2024年, 第18卷, 第2期　刊出日期：2024-04-28

  

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地质勘探
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  东胜气田A井区二叠系下石盒子组高含水气藏地质建模

  邱新宇

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 1-7. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.001

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  为了精细描述致密高含水气藏可供开发调整的有利区、明确储集层参数的空间展布特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田A井区二叠系下石盒子组气藏为研究对象,分析了适合高含水气藏的建模方法,综合岩心、测井、钻井等资料,借助Petrel软件建立了该区下石盒子组气藏三维地质模型。研究结果表明：① 研究区整体上为北东高、南西低的宽缓单斜,区内发育两条正断层、小型鼻状隆起以及背斜构造;② 盒1段河道及复合心滩规模较大,呈“砂包泥”状,盒2+3段河道及心滩规模相对较小,呈“泥包砂”状,研究区泥岩夹层占比为50%,粉砂岩夹层和致密层夹层占比为30%;③ 所建模型数据与实际钻井情况较为相符,能够快速高效地计算研究区天然气地质储量,计算出A井区下石盒子组气藏天然气地质储量为341.16 × 10⁸ m³。结论认为：① 利用精细水平井单层划分成果细化地层微构造可以建立全区精细构造模型;② 建立水平井构型控制的沉积微相模型及隔夹层模型能有效提高物性参数模型的准确度和有效性;③ 沉积微相、岩石相、断层等主控因素约束的水平井气藏属性参数建模能有效提高物性参数模型的准确度和有效性,在致密高含水气藏“多、薄、窄、密、强、杂”型的储层空间中适用性好。
开发工程
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  苏里格气田长水平段水平井钻井关键技术 —— 以S77-35-H5井为例

  李高刚, 魏祥高, 汪孝贵, 唐健, 芦宏斌, 马兰波, 张亥先, 杨海斌

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 8-13. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.002

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  为了进一步降低钻井作业成本、提高单井产量、解决长水平段水平井使用“常规动力工具+水基钻井液”替代“旋转导向+油基钻井液”过程中出现的系列问题,采用鄂尔多斯盆地苏里格气田长水平段水平井配套技术实现了低成本开发。研究结果表明：① 采用“双二维七段制”轨道,可以解决螺杆工具面摆放困难及钻具屈曲的问题;② 应用数学建模+工程干预技术,能有效提高井筒清洁度;③ 采用井筒压力监测+漂浮下套管综合技术,可以实现顺利下套管;④ 近钻头GR地质导向技术能提高砂层钻遇率;⑤ 有机盐钻井液体系能有效预防井下坍塌及漏失。现场应用结果表明,起下钻摩阻下降11%,钻进扭矩下降17%,综合钻井速度提高28%,有效降低钻井成本。结论认为,该技术的成功研究为苏里格气田长水平段水平井低成本开发提供了借鉴,也为油气田提质增效开辟了新思路。
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  东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

  李阳

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 14-19. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.003

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  为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明：① 合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;② 储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;③ 对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;④ 合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为：① 合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;② 合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。
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  溢流分析与防控实践 —— 以中国石油集团川庆钻探工程有限公司为例

  谭宾, 付强, 叶林祥, 徐勇军, 吴会胜, 胡旭光, 王茂林, 晏琰, 刘贵义

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 20-25. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.004

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  “十三五”期间,油气勘探开发向深层、超深层、非常规新领域发展,面临复杂的地质条件、恶劣的井筒状况等多重挑战,油气安全开发对井控工艺、装备及人员素质提出了更高的要求。为进一步减少溢流,以中国石油集团川庆钻探工程有限公司为例,系统分析了溢流防控难点,通过“全过程压实井控管理、全流程完善井控工艺、全面升级井控装备、全方位推进信息化建设、全面提升应急能力,有针对性的制定了“管理、工艺、装备、信息化、应急”五个方面的措施。结论认为：① 深层、超深层油气勘探中的井控风险仍然严峻,深入开展地质工程一体化融合,是提高地层压力预测精度、降低溢流风险的重要举措;② 数字化、信息化是溢流防控的重要发展方向,需加快推广应用;③ 井控装备的升级迭代是防范化解深井超深井井控风险的重要保障,井控装备逐步向自动化、智能化迈进是未来发展的重要趋势;④ 专业井控人才是溢流防控的关键,需持续培养“管理+现场”专业井控人才,注重班组和基层队伍的能岗匹配和能力提升。
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  复杂构造区页岩气井产能影响因素及井位优化 —— 以四川盆地永川气田南区为例

  李南颖

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 26-31. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.005

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  为了支撑复杂构造区页岩气高效开发部署,以四川盆地永川气田南区为研究对象,在产能评价的基础上通过单因素分析、灰色关联法分析定量评价了地质、钻井以及压裂参数对气井产能的影响,提出了复杂构造区井位优化方向。研究结果表明：① 研究区具有埋深跨度大、断缝发育、地应力复杂等特点,页岩气开发难度大,受地质条件强非均质性的影响,井间产能差异大,页岩气井产能主控因素复杂;② 针对复杂构造区页岩气开发,与断层平行、牺牲与地应力夹角的部署方式不可取,气井距离高级别断层越近、产能越低,穿越小级别断层也能获得较好的产能。结论认为：① 复杂构造区页岩气井产能主要受优质储层钻遇长度、断层、加砂强度、簇间距、井轨迹方位的影响;② 建议复杂构造区采用“长段长、小埋深、大夹角、大避小穿”的水平井优化部署方式,即择优部署3 800 m以浅储层,确保优质储层钻遇长度大于1 500 m,水平井方位与最大主应力夹角大于60°,避开A级大断层、利用C级以下小断层。
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  基于CNN-LSTM-ATT网络的页岩气井产量预测

  付钰绮, 王杨, 吴思樵, 熊川

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 32-38. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.006

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  页岩气作为一种重要的能源资源,是我国天然气产量增长的主力军之一,精准预测气井产量对于合理规划页岩气的开采与利用至关重要。为了解决页岩气产量影响因素复杂、具有动态变化性等预测难点,提高页岩气井产量预测精度,通过对生产维度进行相关性分析,选择油压、套压、产水量作为自变量,产气量为因变量输入预测模型,构建了一种复合神经网络CNN-LSTM-ATT,进行多变量产量预测研究。该模型中CNN用于从生产数据中提取特征,融合Attention机制强化特征对输入效果的重要性,LSTM擅长处理时间序列数据的学习。研究结果表明：① 通过相关性分析,可以筛选出对产量预测影响较大的生产维度,对后续预测有重要意义;② 通过复合神经网络模型对产气量进行多变量预测分析,能较好预测未来一段时间的页岩气井产量变化趋势;③ 复合模型的预测效果比单一神经网络更佳。结论认为,构建的模型具有良好的适用性,能够提高气井产量的预测精度,预测结果有较高的合理性,对页岩气开发具有借鉴指导作用。
双碳与新能源
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  “双碳”目标下天然气净化厂碳资源回收工艺及应用展望——以中国石油西南油气田公司为例

  高进, 江山, 瞿杨, 韩伊婷

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 39-44. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.007

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  为了回收和利用天然气净化厂的碳资源,通过对天然气净化厂碳资源的分布现状和回收的难易程度以及国内现有二氧化碳回收技术进行分析研究,确定了天然气净化厂碳资源的回收范围、回收方式以及回收工艺,并提出了天然气净化厂碳资源利用的应用展望。研究结果表明：① 天然气净化厂具有丰富的碳资源,其来自于原料天然气中夹带的二氧化碳和生产装置运行过程中天然气燃烧产生的二氧化碳;② 天然气净化厂绝大部分碳资源均可回收,其可回收的碳资源有产品天然气中的二氧化碳、过程排放的二氧化碳以及天然气在工业炉内燃烧产生的二氧化碳;③ 天然气净化厂应优先采用醇胺溶液化学吸收法回收碳资源。基于研究结果,结合天然气净化厂工艺装置现状,对天然气净化厂碳资源的利用提出了5个方面的应用展望：① 降低二氧化碳脱除率,提高商品气率;② 替代氮气用作吹扫气和保护气;③ 二氧化碳产品;④ 以二氧化碳为原料制作化工产品;⑤ 碳排放权交易及二氧化碳封存。
经营管理
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  油气开发项目经济评价中间产物的价值研究

  鲁楠

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 45-50. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.008

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  为了解决油气开发项目地面工程无法独立开展经济评价的问题,采用内部转移定价相关理论并结合经济评价方法确定了油气开发项目“中间产物”的定价方法。研究结果表明：① 利用油气开发项目上游中间产物作为下游成本进行经济评价的方法是可行的,对于系统工程中各阶段独立评价具有一定的指导意义;② 油气开发项目使用中间产品进行经济评价应选取合适的中间产品,可选择“井口采出液价”或“井口油价”等,并充分考虑各成本费用和一定的风险系数进行不断地修正,保证项目经济评价结论客观可靠,以便为投资者决策提供依据;③ 计算中间产物价格并进行系统各阶段独立评价不仅适用于油田项目,在所有生产性工业项目中均适用,利用资金的时间价值理论,针对多系统项目分别对各系统中间产品进行量化,应用于各系统独立经济评价,满足经济评价效益与费用相一致的原则。
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  基于Kmeans++算法和LGBM模型的城市燃气客户分类

  兰志轩, 王世柱, 曹译丹, 杨楠, 李宏晨

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 51-59. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.009

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  为了方便天然气销售公司进行客户细分及客户关系管理,使销售公司能够以客户为中心进行个性化服务与专业化营销,通过收集天然气销售公司的城市燃气客户消费行为特征和消费动机特征数据,对客户进行了聚类分析研究,提出了利用Kmeans++算法聚类及训练LGBM分类模型实现对新进入客户的判别归类,形成了客户多维分类模型。研究结果表明：① 针对某天然气销售公司中数量多且用气规模大的城市燃气客户进行客户细分研究,以手肘法辅助的Kmeans++聚类模型对采集的城市燃气客户消费数据进行聚类分析,聚类效果较好,各类客户群的业务特征较为明显;② 构建LGBM分类模型实现对新进入客户的划分,LGBM分类模型准确率较高,对客户分类的结果与聚类得到的几大类客户特征较符合。
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  基于组合赋权-TOPSIS方法的天然气销售企业客户评价

  李宏晨, 于泽平, 刘妍, 曹译丹

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 60-69. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.010

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  为了对不同消费量级的天然气客户实施差异化营销,使供需不平衡的天然气市场上天然气销售企业满足客户管理的需求,从客户基本概况、客户发展潜力、客户消费特征三个维度,对天然气客户评价指标体系进行了多维度多层次的研究,提出采用主观权重与客观权重相结合的组合赋权法量化各指标对天然气客户评价的影响程度,采用TOPSIS方法计算,形成了天然气客户的评分结果。研究结果表明：① 天然气客户综合评价指标体系考虑了客户数据的可获得性,从多个维度分析客户的多个方面,组合赋权的方法则兼顾了主观权重方法考虑专家经验和客观权重方法考虑数据间内在规律的优点,为评价方法的计算提供了合理的权重支撑;② 基于组合赋权的TOPSIS方法对天然气销售公司部分客户进行评价,经过对评价结果的分析得出该方法的评价结果符合实际的业务情况的结论,且根据综合评分能够对客户进行分级分类,针对不同类别的客户,销售企业可以采取不同的客户关系管理措施。
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  油气企业人才“生聚理用”管理机制

  辜穗, 王良锦, 张浩淼, 王蓓, 秦园, 宋媛媛

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 70-78. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.011

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  在人才强国战略的指引下,油气企业人力资源管理面临着新形势与新环境,迫切需要破除束缚人才发展的思想观念和制度障碍,健全人才发展管理机制。为此,提出了油气企业人才“生聚理用”的管理机制。研究结果认为：① 该机制是在油气企业人才强企战略管理视域下打造油气人才供应链的路径指引和有效保障,协同发挥人才发展边际效益递增效应;② “生才”需通过内生、外生、选拔培养多措并举“使其生”并“使其成长为才”,应持续优化育才规划、拓展人才培养方式、完善培养支撑体系;③ “聚才”要在组织适配和岗位匹配前提下发挥人才聚集效应,应多渠道持续引进人才、配套政策吸引人才、服务引领关爱人才;④ “理才”要以价值贡献为导向、考核与激励协同,优化全员绩效考核、完善薪酬分配管理、优化人才精准激励奖励;⑤ “用才”要在人岗匹配和充分授权的基础上,树立鲜明用人导向、畅通人才职业发展通道、推动人才市场化流动配置。结论认为,通过四个机制协同发展管理,能够为油气企业人才发展管理和人才强企提供有效动能。
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  川渝地区天然气管网特征及新建管道项目技术经济评价需求

  陈灿, 周建, 卢艳琳, 任雨涵, 付斌, 宋维东

  天然气技术与经济. 2024, 18(2): 79-84. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2024.02.012

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  四川盆地是中国陆上第三大含油气盆地,常规气、页岩气资源量均居全国之首。川渝地区拥有天然气资源禀赋优势,具有巨大的行业发展潜力和空间。为了加快四川盆地天然气产业的发展,对川渝地区天然气管网现状进行调研,以新建管道项目技术经济评价需求为研究对象,提出了川渝管网新建管道经济评价主要影响因素和技术经济特性。研究结果表明：① 川渝地区天然气管网系统的历史成因有以下3点,即天然气资源分布及开发建设顺序、油气田一体化管理模式的推动及市场的辅助作用;② 川渝管网的优势有以下4点,即开拓和培育市场、促进利用多元化和产业集群、提高供应安全保障和形成完整发达的产业链;③ 川渝管网新建管道经济评价主要影响因素有以下2点,即蛛网式管网结构是塑造新建管道多元功能的关键因素,投资主体多元化是经济评价反映管道多元功能的主要推手;④ 川渝管网新建管道布局时,应综合考虑企业效益和社会效益,可通过由运输成本决定的用气企业区位论和由投资成本决定的供气点区位论两种方法进行测算。